SUPLE MAS E 06062020

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SÁBADO 6 DE junio DE 2020

LM NEUQUEN

Los otros horizontes del shale Cómo son los desarrollos no convencionales de otras provincias luego de la irrupción de Vaca Muerta en el mapa petrolero del país.

bajan 20 equipos en todo el país Siete operaban en Neuquén. Es el ajuste de las petroleras.

Frente gremial

El nuevo acuerdo salarial será en un escenario más difícil Otra concesión

Neuquén licitará la fracción norte de Loma Amarilla, área de shale oil

El arranque luego del freno Parar un pozo en producción entraña riesgos. Especialistas del sector aseguran que será menos complicado en las perforaciones nuevas.

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Energía Neuquina

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Cuenca Neuquina

El freno y la puesta en marcha. Cómo será volver a producir

Los pozos shale pueden

arrancar más rápido Factor clave. Buena parte de la producción parada en el país es no convencional. Técnicamente se pueden reactivar sin dificultades, pero depende de la evolución de la economía.

Cristian Navazo Especial

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aca Muerta y todo su potencial en hidrocarburos no convencionales tienen la oportunidad de recuperarse el día después de la pandemia del COVID-19. Sin embargo, esta reactivación será paulatina y dependerá de la capacidad del país para volver a mover los engranajes de la economía, en particular de la demanda de combustibles.

Abril fue el mes en el que más se sintió el impacto de la paralización forzada de pozos por el derrumbe de la demanda de las refinerías y la falta de capacidad de almacenamiento.

La extracción de crudo en Neuquén registró una baja del 23,7%, unos 198.113 metros cúbicos (m3) menos, con respecto al volumen producido en marzo.

Chubut, provincia que le disputa el liderazgo petrolero, redujo su bombeo en 32.310 m3, un 4,4% menos con respecto al mes anterior.

Mientras que Santa Cruz, la tercera provincia productora, registró una disminución de 20.958 m3,

Un segundo aspecto a tener en cuenta es (-5,6%); y Mendoza (4ª) tuvo una baja de que la capacidad de stock de crudo liviano 15.022 m3 (-13,4%). está colmada. Y en tercer lugar, el petróEn resumen, el 45% de la producción leo neuquino aún no tiene mercados de de crudo que se retrajo en el país en abril exportación donde colocar el excedente, correspondió a Neuquén. como sucede con el Escalante del Golfo La mayor parte de recorte recayó en los San Jorge. principales yacimientos de Vaca Muerta, “Cerrar los pozos siempre tiene una concomo el cluster de la zona de Añelo. De notación de riesgo porque luego, cuando acuerdo con los datos de la Secretaría de se los abre, se pueden haber desmoronado, Energía de la Nación, en abril la provincia perdido presión o inundado. Desde el punregistró 274 pozos parados transitoriato de vista geológico, hay un riesgo promente más que en febrero, mes previo a la ductivo, por eso siempre los productores aplicación del aislamiento social. intentan no tener que cerrar Según las fuentes de la inlos pozos cuando hay una dustria consultadas por +e, el caída de demanda”, explicó recorte en el shale responde tres Eduardo Fernández, director factores. En primer lugar, porde la carrera de Especializaque presenta una mayor ductilición en Petróleo y Derivados dad para manipular los volúmede la UBA. nes de producción por tener la Según el socio fundador de mayoría de los pozos nuevos con WEOR Consulting, Raúl Pulisurgencia natural, los cuales son Fue el porcentaje de más simples de reactivar que los caída de la producción ti, las petroleras “han parado los pozos no convencionales que tienen bombeo mecánico. de crudo en Neuquén Además, cuentan con los últimos durante abril de 2020. asumiendo que no tendrán mayores problemas para avances tecnológicos y se pueponerlos en marcha, antes den operar de forma remota. que parar los yacimientos convencionales Al contrario, la mayoría de los pozos porque todo el mecanismo de reactivación convencionales pertenecen a campos maes más complicado y además tienen muduros que requieren de inyección de agua chos más pozos”. o polímeros para extraer el petróleo, cuya Puliti señaló que técnicamente la reactireactivación es más compleja.

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vación no tendrá mayores inconvenientes, salvo cuestiones puntuales, y que se puede organizar en un corto periodo, acompañando la demanda.

En los campos convencionales, el consultor consideró que, “si no se para la inyección, no solo se pueden recuperar los niveles de producción anteriores, sino incluso un poco más por algún tiempo porque los yacimientos se presurizarían”.

Para Fernández, los problemas que enfrentará el sector en el corto plazo no estarán vinculados a la reactivación de los pozos productores, sino “desde la perspectiva del comercio”. Señaló que la recuperación de la demanda “no será tan sencilla como muchos creen”.

“Va a haber muy poca propensión a la inversión. Va a ser muy difícil conseguir inversores, no solo en Argentina, sino en todo el mundo, porque por la pandemia es posible que baje la disponibilidad de capital”, agregó

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LMNEUQUéN - sábado 6 de junio DE 2020

Energía Neuquina

Cuenca Neuquina

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En picada: las principales áreas bajan su producción Cómo está constituido el “top ten” de las caídas de producción en las áreas de shale oil que tienen como objetivo la formación Vaca Muerta.

En abril, la producción de petróleo de los yacimientos más importantes de Vaca Muerta registró una importante caída por el cierre de pozos que forzó la baja de la demanda y la falta de espacio para almacenamiento.

De acuerdo con la Secretaría de Energía de la Nación, los bloques más productivos del shale neuquino, que opera YPF, debieron acotar gran parte del suministro.

Loma Campana cayó -31,8% (151.128 m3); La Amarga Chica -12% (83.416 m3); y Bandurria

Sur -12% (45.490 m3).

Por su parte, Sierras Blancas, bloque operado por Shell, con 423.405 m3, tuvo una baja del -6,8%.

Una de las compañías más golpeadas por el coronavirus fue Vista Oil & Gas, que se vio obligada a cerrar pozos en Bajada del Palo Oeste, bloque que produjo 4778 m3 en abril, un 84,7% menos que el mes anterior.

Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 3400 m3, evidenció un desplome del -82%.

Bajo del Choique-La Invernada, de ExxonMobil, que en marzo fue el 7º campo

productor de crudo de Vaca Muerta, cerró las válvulas por falta de mercado y registró una baja del 98% (284 m3).

Lindero Atravesado, donde Pan American Energy tiene en marcha un proyecto con horizonte en Vaca Muerta, produjo 18.277 m3, una reducción del 1,4% con respecto a marzo.

La Calera, yacimiento operado por Pluspetrol, con 17.542 m3, manifestó una caída del -10%.

Cierra el top ten de yacimientos petroleros Vaca Muerta Coirón Amargo Sur Este (13.573), de PAE, con una baja del -8%.

Los fondos petroleros

Regalías, en su peor momento desde 2002 Las regalías de crudo alcanzaron el mínimo valor desde febrero de 2002 en abril de 2020: apenas u$s 36 millones mensuales, por la baja de la producción y del precio del barril. La caída fue del 54% respecto de marzo (u$s 42,6 millones menos) y del 67% a nivel interanual (u$s 73 millones menos), destaca un

informe de la consultora Aerarium.

En ese contexto, Nación aplicó el precio sostén de u$s 45 el barril para sostener los ingresos de las provincias productoras y la actividad petrolera. Para Aerarium, la aplicación de este valor habría permitido a las provincias productoras recaudar u$s 73 millones durante abril, es decir, duplicar las regalías mensuales en el peor momento del impacto de la pandemia en la economía argentina.

Según el cálculo, habría implicado un incremento de $2400 millones para las provincias productoras. El 80% del adicional de regalías se habría distribuido entre Chubut (32%), Neuquén (27%) y Santa Cruz (21%). Esos recursos habrían permitido cubrir el 17%, 8% y 19% de la masa salarial del mes, respectivamente.

“Resulta clave la implementación del barril de u$s 45 desde mayo, viéndose beneficiadas las alicaídas arcas provinciales como así también los tenedores de deuda emitida por Chubut, Neuquén, Salta y Tierra del Fuego, que cuentan con bonos internacionales garantizados con regalías de petróleo y gas”, señala el análisis.

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Energía Neuquina

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Cuenca Neuquina

Buscan inversores para Loma Amarilla Norte

Nueva licitación en shale El gobierno neuquino espera mejores condiciones, pero anticipa que hará una convocatoria internacional para licitar la fracción norte del área Loma Amarilla en la ventana de shale oil.

Fernando castro fcastro@lmneuquen.com.ar

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l gobierno neuquino convocará a una licitación pública nacional e internacional para un nuevo desarrollo no convencional. Se trata del área Loma Amarilla Norte, un bloque de shale oil para el que buscará formalmente inversores.

El área tiene unos 217 kilómetros cuadrados de superficie y forma parte de una subdivisión producto de una adjudicación anterior.

YPF había solicitado la concesión no convencional en el área Loma Amarilla: el gobierno estuvo dispuesto a otorgársela, pero en el sector sur.

Como contrapartida, la empresa controlada por el Estado nacional debió ceder la porción norte, esa

que ahora la provincia busca ofrecer a potenciales inversores. YPF pudo quedarse con la parte sur, donde prevé hacer un piloto exploratorio, en un área que podría tener

YPF se quedó con una licencia no convencional en la fracción sur del bloque. características similares a bloques como Narambuena y Bajo del Toro, de acuerdo con fuentes de la industria.

“Se está confeccionando el pliego licitatorio y evaluamos cuándo será el momento adecuado para hacer el llamado público”, dijeron fuentes del gobierno provincial con-

Águila Mora: la apuesta de Vista Oil & Gas para sumar más barriles de crudo Fue adjudicada en noviembre pasado. Es un área de producción de petróleo no convencional.

En noviembre de 2019, el Gobierno de Neuquén otorgó la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos de Águila Mora a Vista, una empresa que proyecta un incremento de la producción para el año que viene si las condiciones para el sector así se lo permiten. Un crudo de alta calidad y tres niveles productivos convierten a esta área obtenida en la nueva joya de la zona de despegue de Vaca Muerta. De acuerdo a información que obtuvo +e sobre el bloque, el petróleo que puede producirse llega a 40° API y tiene una relación gas-petróleo estimado

en 250 m3/m3. Los yacimientos vecinos ubicados al norte y oeste, Bajo del Toro y Bajo del Choique, muestran muy buenas productividades, lo que genera expectativas en la compañía conducida por Miguel Galuccio.

sultadas por +e.

La intención de salir a buscar inversores se resolvió a principios de año. Hoy la realidad del escenario internacional petrolero marca un contexto dificultoso, si bien la demanda de áreas petroleras en Vaca Muerta ha sido una constante, incluso para empresas que en un primer momento apostaron a la producción de gas.

La zona eje de la licitación en marcha fue parte de los últimos movimientos registrados en los no convencionales neuquinos. En diciembre del 2019 la provincia adjudicó a YPF Loma Amarilla Sur, como parte de la operación relatada más arriba.

Allí, la empresa nacional aspira a incursionar en un bloque del que tiene un bagaje de conocimiento previo, si bien en el segmento de los hidrocarburos convencionales.

Lo cierto es que la mayor productora de crudo del país ya tuvo una experiencia previa en ese punto de Vaca Muerta. Fue en una campaña donde hizo dos pozos verticales en 2012/13, en uno de los primeros momentos de la producción no convencional.

De finales del 2019 también data la concesión de Águila Mora, el área ahora en manos de Vista Oil & Gas, adjudicada en noviembre a la empresa conducida por Miguel Galuccio.

Luego de esas dos nuevas licencias no convencionales, llegó el muy complicado escenario internacional de precios del crudo, algo que frenó inversiones no solo en Vaca Muerta sino en todo el mundo.

Desde entonces, la apuesta se concentró en aguardar el incremento de la demanda interna de crudo a partir del mayor consumo de combustibles. Sin embargo, se trata de algo que dependerá de la flexibilización de la cuarentena.

Con todo, lo cierto es que las áreas de shale oil de Vaca Muerta despiertan el interés de las grandes petroleras, aquellas que tienen espaldas para esperar los mejores escenarios de precios. En medio, el gobierno neuquino mide el contexto para hacer pública la convocatoria, que de todos modos debe leerse en clave de futuro.

Tal como lo informó +e, las petroleras tiene solicitados permisos para perforar por encima de 1000 pozos no convencionales.

Se trata de los expedientes que fueron oficializados en la Secretaría de Ambiente de la provincia.

En buena medida, esa actividad comenzará a desarrollarse una vez que haya condiciones de precio y sobre todo acerca de

Concesiones

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Los últimos movimientos

En enero YPF anunció que se asociaba con Shell y Equinor en Bandurria Sur, un bloque de shale oil que forma parte de la zona caliente de Vaca Muerta.

La compañía argentina seguirá siendo la operadora. Sus socias tendrán un 30 por ciento cada una. Se trata de uno de los lugares con mejores resultados de producción de crudo en no convencionales.

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El mes pasado, Gas y Petróleo de Neuquén (GyP) le vendió su 10% en el área Aguada Federal a Wintehershall DEA y Conoco Phillips a cambio de 5 millones de dólares.

La empresa argumentó que podía desfinanciarse por las inversiones que debía abordar.

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En noviembre pasado, YPF obtuvo la concesión no convencional de Loma Amarilla Sur. Tiene un plan piloto para el bloque.

la marcha de la economía en los próximos meses.

El aval previo pasa por los resultados que obtuvieron el grueso de las operadoras en Vaca Muerta.

Hay áreas de gas que al mismo tiempo ofrecen la alternativa de producir mucho crudo y áreas de shale oil cuyos pozos dan mucho gas asociado, imponiendo una ventaja adicional para la ecuación de costos en algunos puntos de la formación geológica.

Empresas como Shell y Equinor, en áreas como Bandurria Sur, tomaron esa opción de asumir un riesgo y hacer desembolsos millonarios para poder asociarse con YPF, aun en un contexto complicado en la industria

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LMNEUQUéN - sábado 6 de junio DE 2020

Las operadoras dieron de baja contratos de perforadores.

Energía Neuquina

Cuenca Neuquina

El recorte se lleva otros siete equipos

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Claudio Espinoza

El impacto de la demanda doméstica de combustibles les pega directo a los contratos de los equipos perforadores, de pulling y workover. Hay cinco perforadores activos.

Fernando castro fcastro@lmneuquen.com.ar

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l impacto de la baja demanda interna de crudo y la incertidumbre sobre lo que vendrá para el sector petrolero mostraron ayer una de sus peores facetas. Las empresas petroleras comenzaron a cancelar contratos para asegurarse la disponibilidad de equipos de torres.

El cuadro es más que complicado: de acuerdo con fuentes del sector, son unos 20 equipos menos los que habrá en campos de todas las provincias. En Neuquén, hay al menos siete que se darán de baja, según pudo saber +e.

La noticia trasciende en medio de una negociación salarial y con centenares de pymes afectadas por el estado de situación de la industria, y en un contexto de baja en los ingresos de las productoras por la caída de la demanda interna de combustibles, principal bastión de consumo para el petróleo argentino.

De acuerdo con fuentes de la industria consultadas para esta nota, en Neuquén hay siete equipos que saldrán de actividad. Se trata de al menos una torre perforadora y seis equipos de workover y pulling.

Las operadoras comenzaron a enviar oficialmente notificaciones durante la última semana. En el diálogo que mantienen con las empresas de servicio dan cuenta de que se les hace insostenible mantener contratos millonarios ante el grado de incertidumbre que imponen los próximos meses y el arrastre del parate en una actividad que decayó más drásticamente desde marzo.

Desde entonces se sumaron dos factores que extendieron sus duros efectos no solo en el país sino también en el resto del mundo: por un lado, la baja de precios del crudo, con una caída histórica de 60% en marzo y, por el otro, la cuarentena por el nuevo coronavirus, que inmovilizó a millones de argentinos durante meses, lo que impactó de lleno en los surtidores.

Hoy el consumo de naftas se encuentra

en el 50% de su nivel habitual de acuerdo tire y afloje por pagos que deberán contemcon datos de la cadena de refinación, si bien plar la cláusula de fuerza mayor.

Por lo que pudo saber +e, hay operadoras durante tramos de la pandemia se había deque incluso, en el actual contexto económirrumbado hasta un 90% en los surtidores.

El impacto no tardó en llegar, con el con- co, buscan pagar un reconocimiento aún menor al establecido en esas cláususiguiente efecto también en las contractuales, que atienden Neuquén: los datos relevados el lucro cesante ante la retirada en la industria indican que, en de una operadora. la última semana, en las áreas La baja de equipos de perfoprovinciales había cinco equiración tiene en Neuquén un anpos perforadores activos. Están tecedente con quitas diarias de en manos de Chevron, Exxonproducción de crudo cercanas a Mobil, PAE y Shell. En ese lislos 30 mil barriles diarios. tado figuran otros cuatro de torres de perforación Se trata del recorte aplicado workover y otros tres de coiled se registraron en Neutubing. quén durante la última por YPF en la etapa más dura de la pandemia, en el mismo Al mismo tiempo, la decisión semana. momento en el que el consumo plantea una posible lectura a futuro sobre los niveles de actividad: varios de naftas había caído un 90% en todo el de estos contratos se extendían con un hori- país.

La situación está claramente vinculada a zonte de entre tres y cuatro años.

En medio ahora queda una negociación los niveles de actividad económica, con secentre las operadoras y las empresas de ser- tores industriales pendientes también de la vicios petroleros dueñas de esas torres: es un demanda que permita la cuarentena

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Política y economía

Críticas a grandes empresas de servicios por la crisis pyme

Petroleros. El nuevo escenario para la fase 2 El gremio insistirá en las jubilaciones anticipadas en las próximas negociaciones. david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

C

ontinúan las negociaciones por un nuevo acuerdo salarial para transitar la fase 2 de la cuarentena en los yacimientos de petróleo y gas. El dirigente Guillermo Pereyra pone sobre la mesa la reactivación de las jubilaciones anticipadas, que alcanzaría a 1600 operarios que quedaron con el trámite trunco en la Anses con las reformas previsionales del ex presidente Mauricio Macri. Y apunta a las grandes empresas de servicios como las responsables del cuadro crítico de las pymes regionales.

“Hay empresas que se aprovechan de la situación para sacar ventaja. Ha habido intentos de ‘anarquizar’ la cuestión salarial y nosotros, como organización sindical, lo tenemos que frenar”, apuntó Pereyra ante una consulta de +e.

La Federación de Cámaras de Empresas del Sector Energético de Neuquén (Fecene) tiró la bomba: en un comunicado, advertían de la imposibilidad de pagar la totalidad de los sueldos, por lo que planteaban un esquema de $70 mil para los petroleros en yacimiento y $30 mil para los suspendidos. No solo se pasaba por alto el acuerdo salarial firmado para los meses de abril y mayo, sino que hasta incurrían en la ilegalidad.

Luego, remarcaron que la deuda que arrastran las grandes petroleras con las 850 pymes del sector alcanzaría los $8000 millones. Si bien apuntan a operadoras, lo cierto es que en los contratos se establece

el compromiso de pagar los sueldos de una determinada cantidad de trabajadores para la operación u operaciones que se desarrollen. El “agujero negro” estaría en algunas de las empresas de servicios especiales que imponen ciertas condiciones a las pymes que contratan directamente.

“Las empresas de servicios especiales les deben mucha plata a las contratistas de la región, y por eso vamos a evaluar con la comisión directiva qué vamos a hacer”, remarcó el sindicalista petrolero.

“Si bien son empresas nucleadas en la Ceope, nosotros no queremos pensar en medidas que puedan afectar a todas las compañías de esa cámara, y más teniendo en cuenta que se está normalizando la actividad, no queremos entorpecer el trabajo que se va retomando de a poco”, añadió Pereyra.

“El escenario es muy complicado, sin embargo ahora hay algo más de consumo de combustibles y se están completando tareas en los yacimientos. Tenemos que ir acompañando el proceso, un proceso en el que está todo el mundo en similares condiciones”, remarcó.

Las condiciones actuales para elaborar la fase 2 del acuerdo salarial son distintas a las de la fase 1. Si bien la flexibilización de la cuarentena permitió volver al trabajo a algunos sets de fractura, la situación se evalúa día a día. De hecho, esta semana se conoció que Neuquén tendrá siete equipos menos de San Antonio Internacional por la

no renovación de contratos. Los operarios afectados alcanzarían los 1700 trabajadores y en el gremio esperan qué resolverá YPF. Uno de los temas que el sindicato que conduce Pereyra considera prioritario en una fase 2 del acuerdo salarial es avanzar con la vuelta de la resolución del Ministerio de Trabajo, en tiempos de la presidencia de Cristi-

na Fernández de Kirchner, para permitirles a los petroleros jubilarse con 50 años de edad y los años de aportes por ley en el sector.

“Con los cambios que hizo Macri, quedaron muchos compañeros en la calle y sin jubilación. Queremos que 1600 compañeros puedan jubilarse, se les daría el reconocimiento y aliviaría a la industria”, dijo

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FRENTE GREMIAL

Crisis. Empresas, abusos y pandemia

El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra, quiere transmitir tranquilidad al universo de trabajadores petroleros y, al mismo tiempo, ser realista sobre el contexto que atraviesa la industria.

La pandemia por el nuevo coronavirus golpeó a los consumidores, por lo que estamos atravesando una crisis de demanda y, por sobre todas las cosas, una crisis sanitaria.

“Vamos a ir acomodando todo esto. No queremos ser una clase privilegiada, los petroleros están afectados como toda la sociedad por esta crisis”, señaló en diálogo con +e.

“Lo que no queremos, y no podemos permitir como organización sindical, es que haya aprovechamientos de algunas empresas en esta situación”, apuntó Pereyra en referencia a las grandes empresas de servicios que trabajan en la Cuenca Neuquina y en Vaca Muerta.

LMNEUQUéN - sábado 6 de junio DE 2020

Economía

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En busca de una salida financiera para el invierno

Un mes duro para las pymes Pasar junio es clave para Neuquén.

Renegociar los sueldos de los que están en la casa e intentar cobrar las facturas vencidas a las operadoras. adriano calalesina adrianoc@lmneuquen.com.ar

J

unio de 2020 será recordado como el “mes negro” para las pymes neuquinas. En medio de una crisis en el contexto del coronavirus, el intento de reactivar la industria hidrocarburífera de la baja del precio del crudo y una cadena de pagos que está virtualmente quebrada, cientos de empresas intentan pasar el invierno sin cerrar las persianas y pagando los sueldos.

El tema urgente es cobrar las facturas pendientes a las grandes operadoras, sobre todo a YPF, que tienen más de 90 días de atraso y que son una suerte de bache financiero que imposibilita pagar los salarios en algunas compañías al borde de la asfixia.

Hay un dato clave: según la Cámara Empresarial de la industria Petrolera y Afines de Neuquén (Ceipa), unas 13 empresas pyme -que absorben una buena parte del mercado- tienen facturas a cobrar por unos $500 millones. Ese dinero solo será destinado al pago de proveedores y sueldos.

El debate por estos días es de ida y vuelta –y por teleconferencia- entre las cámaras pyme y las operadoras para buscar una salida inmediata a la crisis que permita pasar el invierno con el menor sobresalto posible.

Es sabido que las operadoras están pidiendo una quita del 30% de las deudas que tienen con las pymes para empezar a negociar el pago de esas facturas. Pero esta propuesta está bastante lejos de ser convalidada, a juzgar por los comunicados de Ceipa y la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene), que están pidiendo a gritos poder financiarse para salir a flote en estos meses.

En estos días están pasando dos situaciones complejas: la primera es que se vence el acuerdo entre las cámaras petroleras y los sindicatos para que más de 20.000 trabajadores puedan estar en la casa –por la baja de la actividad- y cobrando un 60% del salario; y la segunda es que desde que comenzó la pandemia del COVID-19 y el arrastre de la crisis por el precio del crudo, muchas pymes se están descapitalizando.

Para graficarlo mejor, algunos empresarios pymes de la región dieron su testimonio.

“Nos estamos gastando la renta del año pasado, algunos están vendiendo herramientas, tráileres. Si no hay actividad, no podemos

facturar ni cobrar”, sentenció un empresario en diálogo con +e.

La descapitalización de las pymes viene desde hace tiempo, con altas y bajas. Pero se sintió con fuerza a partir de marzo, al no poder facturar servicios a las operadoras.

Durante marzo y abril, subsistieron con el dinero cobrado a 90 días por servicios prestados en diciembre, antes de la pandemia.

El esquema que aún no cierra es el siguiente: a pesar del precio sostén del barril Brent a 45 dólares, aún falta que se recupere la demanda de combustibles, y los servicios que se facturen en estos meses de invierno recién podrán cobrarse en agosto o septiem-

Gonzalo Echegaray

Relaciones Institucionales de Ceipa.

Futuro. Seguir pagando sueldos “Lo que se está buscando para beneficiar al sector es reducir la cadena de intermediarios en los proveedores”, añadió el vocero de Ceipa, Gonzalo Echegaray, en relación con el pedido histórico de las pymes para que las operadoras no contraten servicios “paquetizados” a terceros, una mecánica que amenaza a las empresas chicas.

Por ahora, el escenario asoma más que complejo. Una renegociación de los términos de los contratos en el pago de salarios a los trabajadores que están en la casa, una actividad que de a poco se podrá reactivar, pero con facturas pendientes que aún no se pueden cobrar.

bre. En estos momentos, un eternidad para el clima de urgencia.

Pero en junio el panorama es grave, a pesar de la ayuda nacional del programa Asistencia de Emergencia al Trabajo y la Producción (ATP) que benefició a 63 empresas neuquinas del sector hidrocarburífero para pagar hasta el 40% de los salarios.

“Creo que vamos hacia un rediseño de gestión de proveedores por parte de YPF, que es la principal operadora con la que se está renegociando. Se está analizando no la tarifa, sino los servicios que se van a prestar”, sostuvo Gonzalo Echegaray, secretario de Relaciones Institucionales de Ceipa.

Para las pymes, soportar un 30% de quita en el monto de las facturas a cobrar es ingresar en un esquema inviable, según entienden desde Ceipa, una cámara que agrupa a cerca de 90 empresas de Neuquén. “Una pyme está manejando un 8 por ciento de rentabilidad, y ese porcentaje de quita es trabajar a pérdida”, indicó Echegaray.

Desde esa cámara acordaron un esquema para que las pymes puedan soportar estos meses en la pandemia. Se trata primero de pagar en término los salarios, después parte de la cadena de proveedores esenciales y, por último, las entidades crediticias y los impuestos nacionales y provinciales

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Informe

La investigación para conocer el potencial por fuera de Vaca Muerta

Horizonte shale: la otra producción no convencional En Chubut, un pozo sigue produciendo shale oil desde 2013.

CGC apuntala el tight gas en la Cuenca Austral y hasta una compañía británica apuesta al shale en el Noroeste.

David Mottura motturad@lmneuquen.com.ar

horizontes

exploración en el no convencional donde comenzó todo El Orejano fue el primer desarrollo de gas no convencional en Vaca Muerta, inaugurando este tipo de producción en el país. en el golfo san jorge Además del pozo en la D-129 y otra exploración inconclusa en el Neocomiano, se proyectaban más pozos en Aguada Federal, Santa Cruz.

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discusión mendocina En la provincia de Mendoza se elaboró un proyecto de ley para habilitar el fracking, pero sigue siendo una actividad marginal en el distrito.

avances en el onshore del sur El trabajo de CGC la cataloga como la gran redescubridora de la Cuenca Austral, con el impulso del tight gas. Además, junto con YPF quieren poner en valor un yacimiento no convencional llamado Paso Fuhr.

on el clima de freno a las actividades de hidrocarburos en todo el mundo, no son tiempos en los que se hable de grandes inversiones y proyectos en los no convencionales. De hecho, las empresas argentinas esperan dos tipos de señales. Una en la demanda, que puede descomprimirse a medida que se abran más actividades económicas con una “cuarentena flexibilizada”; la otra es la de los precios del petróleo y el gas, claves para reimpulsar la actividad y proyectar campañas de perforación en las cuencas.

Vaca Muerta es la formación que más miradas concentró en los últimos cinco años, con inversores de todo el mundo que llegaron a la Argentina para evaluar negocios en el corazón de la provincia de Neuquén.

Todos querían conocer de primera mano el verdadero potencial de la roca shale.

Sin embargo, la geología argentina es generosa y otras zonas del país tienen formaciones que pueden generar expectativas similares. Algunas de estas zonas subexploradas están siendo investigadas por compañías privadas. Entre las desventajas están la falta de una infraestructura de envergadura y todo un sistema de midstream que permita

el norte también existe Los Monos es una formación que llamó la atención en Salta en pleno furor de Vaca Muerta. Con el derrumbe del convencional, por ahora solo President Petroleum está investigando el shale del Noroeste.

transportar el volumen de producción. Los mercados a los que pueden acceder también tienen que aceitarse, tanto con la ampliación del consumo interno como con las chances de exportación.

El Trébol de Chubut

Después de Vaca Muerta, YPF siguió con la exploración no convencional en Chubut. En febrero del 2013, la compañía hizo un pozo en el yacimiento El Trébol, a 30 kilómetros de Comodoro Rivadavia, para llegar a la formación D-129. Esta es la principal roca generadora de la Cuenca del Golfo San Jorge. La D-129 fue el origen del petróleo que se descubrió aquel 13 de diciembre de 1907.

YPF informó los resultados del pozo en mayo de 2014, confirmando presencia de

shale oil de 39° API y gas con poder calorífico de 11.000 Kcal/m3. Son los hidrocarburos de mayor calidad del Golfo San Jorge -su producción convencional arroja mayormente crudo de 24° API promedio-. La estimulación hidráulica también aportó conocimiento a la industria al realizarse por primera vez en el país con agua de flowback, sin utilizar agua dulce en la etapa de producción.

En la actualidad, el pozo aporta entre uno y dos barriles de crudo por día y 2500 m3 de gas, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación. Una producción magra pero que le permite a YPF conocer la D-129. Hubo una disputa ambiental que intentó frenar la actividad cuando se anunció la inversión, de esta forma se paró por completo otro pozo en Río Mayo con objetivo en el Neocomiano

hidrocarburos argentinos GAS

57%

Convencional: 28,1 MMm3 en 2019

PETRÓLEO

43%

No convencional: 21,3 MMm3 en 2019

80,3%

Convencional: 23,7 MMm3 en 2019

19,7%

No convencional: 28,1 MMm3 en 2019

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Especial Potencial

De punta a punta de la Argentina: recursos de hidrocarburos en objetivos shale y tight “Después de Vaca Muerta, el shale de la Austral seguiría en calidad y expectativas.

Cada zona tiene sus posibilidades y hay que explorarlas.

Puede ser la terciaria o el shale”.

Principales formaciones

Las rocas que fueron más investigadas y que tienen enorme potencial de petróleo y gas en formaciones shale y tight.

Estas son las rocas madre que fueron más investigadas por YPF y otras compañías.

Vaca Muerta

Pozo D-129

Otras oportunidades Los Molles Agrio

Neuquina Cuyana

Cacheuta , Potrerillos y una parte de Vaca Muerta Neocomiano y Aguada Bandera

Golfo de San Jorge Noroeste-Creláceo

Yacoraite

Noroeste-Tarija Austral

Daniel kokogian Geólogo e integrante del directorio de CGC.

Los Monos Palermo Aike-Inoceramus

Chaco Paranaense

Devonico-Permico

Fuente: YPF

El TRASPIÉ CHUBUTENSE La exploración en El Trébol quedó trunca, pero extendió la frontera del shale.

y el plan de exploración no convencional en Chubut.

La Austral se redescubre

Daniel Kokogian es un reconocido geólogo y consultor en temas de hidrocarburos, y ocupa un cargo de director en la Compañía General de Combustibles (CGC). Esta empresa realiza un fuerte trabajo en la Cuenca Austral. Lejos de las plataformas offshore, hay un terreno subexplorado en el lado continental del sur de Santa Cruz. Desde 2013, CGC empezó los primeros pozos hasta que encontró su propio tesoro.

“El no convencional de la Austral es tight, areniscas de muy baja permeabilidad. Primero se empezó con 25 pozos por año y luego, con un segundo perforador, se empezaron a hacer entre 40 y 50. Se hizo un trabajo inédito en sísmica 3D, para la cuenca fue una de las campañas más grandes de la Argentina.

También logramos el rejuvenecimiento de campos viejos”, apuntó Kokogian a +e.

En el contexto de pandemia, CGC produce 3,4 millones de m3 de gas no convencional, llegando a la formación Palermo Aike. Los datos oficiales corresponden a abril, mes en el que el petróleo de esa formación alcanzó 720 barriles por día.

Otra inversión fuerte de CGC fue el almacenamiento subterráneo de gas. La finalidad es, en un clima normal sin pandemia, sostener una producción constante de gas natural e inyectar el excedente en el viejo yacimiento Sur Río Chico, que llega a la formación Springhill a 1500 metros de profundidad.

En shale oil del norte

President Petroleum, de capitales británicos, tiene bajo desarrollo el área Puesto Guar-

dián, un yacimiento maduro que empezó a dar los primeros resultados de hidrocarburos en rocas no convencionales. En abril alcanzó los 300 barriles de shale oil por día y 5200 m3 por día de gas no convencional. Todo un desafío para una cuenca que viene decayendo su producción convencional. Allí la formación Los Monos ha sido estudiada.

Potencial versus límites

Si bien los datos brindan expectativas a todas las cuencas, la infraestructura fue uno de los límites que tuvieron para su desarrollo.

Vaca Muerta contaba con el despliegue para el gas que ayudó al despegue. No obstante, el conocimiento de los recursos permitirá saber hacia dónde apuntar las próximas inversiones

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5.700.000

barriles de petróleo no convencional Ese fue el volumen de producción en 2019 que surgió de las cuencas Austral, Noroeste y San Jorge, sin Vaca Muerta.

u$s 50 MM

fue la inversión para el storage más austral.

CGC tiene listo su almacenamiento subterráneo de gas natural para guardar durante el verano lo que se usará en el invierno.

Infraestructura: clave para el desarrollo Los recursos existen, pero independientemente del contexto actual, hace falta infraestructura y logística en las cuencas.

Que Vaca Muerta sea la roca madre con plena actividad en la Argentina tiene relación con la importante cantidad de recursos que alberga, pero también con el nivel de desarrollo de la industria. La infraestructura para transportar la producción de gas y petróleo, incluso lograr exportar a Chile o poder llegar hasta la barcaza licuefactora de Bahía Blanca, fueron claves para el boom del shale.

El resto de las cuencas no tienen el mismo grado de logística. Después de

Los Molles, un vecino de Vaca Muerta, otras formaciones con chances cuando los tiempos del coronavirus lo permitan serían Palermo Aike en la Cuenca Austral -el año pasado pudieron exportar a Chile y también envían al exterior crudo- y D-129 en la Cuenca del Golfo San Jorge, que tiene experiencia exportadora y bases para aprovechar su salida al mar.

En total, hay recursos en las formaciones no convencionales por 800 TCF (trillones de pies cúbicos), según los datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos. A la cabeza, Vaca Muerta con 22’0 TCF, Los Molles con 190, Palermo Aike con 160 y la D-129 con 100.

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Energía Neuquina

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Cuenca Neuquina

Tras un abril con cero actividad, en mayo se hicieron 28 etapas

El regreso del fracking. Se mueven los sets de fractura Pan American Energy y Shell reinauguraron la actividad shale al completar algunas tareas pendientes de antes de la pandemia. Más operadoras volverán al ruedo este mes. david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

S

i el ritmo de la actividad en Vaca Muerta tiene un indicador revelador, ese es el de las etapas de fracturas completadas en un mes. En 2019, la provincia de Neuquén llegaba a registrar 700 etapas mensuales. Las condiciones macroeconómicas a partir de agosto provocaron que muchas operadoras “calmaran” las inversiones y así comenzó una lenta caída. Sin embargo, el freno total se aceleró por el nuevo coronavirus y la situación de pandemia a nivel global que afecta duramente a la industria hidrocarburífera.

De acuerdo con datos de NCS Multistage, una empresa que elabora mensualmente un reporte de las etapas de fractura por empresa operadora y de servicios, apuntó que en mayo hubo apenas 28 etapas. Teniendo en cuenta que el promedio en los diseños de fracking para Vaca Muerta se realizan entre 25 y 29 fracturas por rama lateral, se podría concluir que ese mes se hizo solo un pozo horizontal.

Los datos de NCS Multistage indican que hubo 27 etapas de fractura realizadas por Baker Hughes a pedido de Pan American Energy y una sola de Halliburton solicitada por Shell Argentina. Estas operadoras comenzaron con los trabajos para concluir operaciones en pozos pendientes a mediados de mayo, ya con los nuevos protocolos de seguridad para los yacimientos.

PAE fue la que reabrió las etapas de fractura en Coirón Amargo Sureste, con un pozo horizontal de 2000 metros de extensión. Los diseños más comunes en Vaca Muerta de plug and perf son de 27 etapas de fractura por rama lateral, y eso fue justamente lo que pudo completar PAE. Por su parte, Shell Argentina hizo una fractura en Bajada de Añelo, pero es el comienzo de una operación que cumple con este escenario de “terminar lo iniciado antes de la pandemia”.

Abril reportó nada menos que cero etapas de fractura. De cero a 28 parece todo un salto. Claro que están lejos de las 700 etapas mencionadas antes, pero significa los primeros pasos de las empresas que empiezan a retomar las tareas estancadas por el aislamiento social, preventivo y obligatorio, que fue total en las primeras dos fases desde el 20 de marzo.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén retomó los controles e inspecciones y pudo constatar la reactivación de tareas en pozos con los protocolos en yacimientos ante el COVID-19. Según el reporte que envió la cartera que dirige Alejandro Monteiro, durante los recorridos “se pudo observar un incremento en las activi-

ETAPAS DE FRACTURA en VACA MUERTA

por compañía operadora Número800de fracturas 700

600

500

400

300

200

100

1

3

Shale - Phoenix Shale - VISTA O&G Shale - YPF

5

7

9

11

1

Shale - XTO Shale - Wintershall Shale - Total

3

5

7

9

Shale - Tecpetrol Shale - Shell Shale - Pluspetrol

11

1

3

5

Shale - Pampa Energía Shale - PAE

dades, las operadoras están reactivando sus operaciones de apertura de pozos, puesta en marcha de plantas, perforaciones y fracturas”.

Esta semana, los inspectores estuvieron en Aguada Pichana, Loma Campana, La Amarga Chica, Fortín de Piedra, Bajo del Toro y Bandurria Centro, entre otras.

Gran parte de la actividad que va a empezar a verse en lo que sigue del 2020 estará relacionada con los compromisos de inversión de las empresas con la provincia de Neuquén, más que de una reactivación de la demanda que es lo que más se está esperando en el sector hidrocarburífero. Una chance para el fracking es el shale gas si efectivamente el gobierno nacional aplica un plan de estímulos y una mejora en los precios.

Un pronóstico que hacen en la industria es que este mes podría llegarse a las 200 o 250 etapas de fractura. El salto será cuando Shell culmine las tareas en Bajada de Añelo y se vean los resultados de Chevron en su yacimiento El Trapial, con Halliburton a cargo del set de fractura. Chevron incluso sumó un equipo de perforación en esa área de hidrocarburos no convencional. También hay que esperar novedades de YPF

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LMNEUQUéN - sábado 6 de junio DE 2020

lEY nIELSEN El presidente de YPF, Guillermo Nielsen, preparaba el año pasado una ley que quedó en segundo plano por la crisis.

Energía Neuquina

Economía El FMi La agenda petrolera quedó en un segundo plano hasta el cierre de la negociación por la deuda argentina.

Freno covid-19 A partir de marzo, el debate de la nueva Ley de Hidrocarburos quedó en stand by.

Vaca Muerta estuvo en su peor momento.

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otro plan gas Nación estudia un nuevo subsidio a las petroleras frente a la imposibilidad de actualizar tarifas. Un precio sostén.

Volver a pensar una política energética en el país

Ley petrolera. Kulfas dijo que enviará otro proyecto al Congreso El ministro de Desarrollo Productivo reflotó la importancia del proyecto para luego de la pandemia. Destacó el rol de Vaca Muerta en el despegue para el sector. Una ley con mucho debate interno.

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l ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, aseguró que luego de la crisis generada por el coronavirus el Gobierno enviará al Congreso una ley de inversiones hidrocarburíferas, y destacó el potencial de Vaca Muerta y del sector petrolero como una alternativa para el crecimiento económico del país.

De este modo, el gobierno nacional vuelve a retomar un proyecto que inicialmente pensaba enviar al Congreso de forma previa a la debacle de precios del sector, en el primer tramo del año, y también antes de que el duro impacto del coronavirus en el país no fuera tan claro.

De hecho, el propio presidente Alberto Fernández había mencionado que el proyecto, impulsado en un primer momento por el presidente de YPF, Guillermo Nielsen, se encontraba en una ronda de consulta de

ministros y la Secretaría de Energía. Fue una instancia larga que no llegó a buen puerto.

Ahora el gobierno vuelve a ratificar su intención de avanzar en un nuevo marco normativo para la industria petrolera, en particular para el desarrollo masivo de la formación no convencional neuquina.

“Seguimos viendo el mismo potencial en Vaca Muerta, lo mismo que para todo el sector hidrocarburífero de Argentina. Está en condiciones de ser una palanca para el desarrollo para la próxima década”, dijo el ministro ante un grupo de empresarios reunidos vía Zoom por la Fundación Mediterránea, en declaraciones que consigna Télam.

“Seguramente, una de las tareas que vamos a emprender a la salida de la crisis es el envío al Parlamento de una ley de inversiones hidrocarburíferas para estimular un salto productivo en Vaca Muerta y en otros proyectos productivos”, indicó el ministro.

Kulfas explicó que el Gobierno aborda al recurso natural como “una palanca para el desarrollo del entramado productivo industrial, tecnológico, integrado por cientos de pymes en todo el país”.

En ese sentido, recordó que esta propuesta lanzada por el presidente Alberto Fernández, en su discurso inaugural de las sesiones legislativas, “quedó en suspenso por el inicio de esta crisis, pero será una ley muy importante en la agenda de lo que se viene”.

La cartera de Desarrollo Productivo confirmó la semana pasada que también trabaja en el diseño de un nuevo plan de incentivo para la producción de gas, de manera de atender la demanda local sin tener que recurrir a mayores importaciones energéticas (barcazas de GNL), en particular a partir del invierno del próximo año.

“Hemos visto en la historia muchos shocks petroleros, pero nunca de estas di-

mensiones, esto es novedoso y deprimió los precios que se han ido lentamente recuperando”, reiteró.

El barril criollo

En este marco, resaltó la implementación del denominado “barril criollo” con la idea de “sostener la actividad económica y las inversiones”, y agregó que “la idea es mantener la capacidad productiva lo más sólida posible para que, una vez que pase esta crisis, se pueda rápidamente volver a crecer en el sector petrolero”.

Lo mismo indicó respecto de la producción minera al presentarla desde la necesidad de “discutir con las provincias mineras y las comunidades para que sea una actividad inclusiva, es decir que incorpore pymes de la región, tecnologías y que sea sustentable en una concepción federal del desarrollo”, concluyó

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Energía Neuquina

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Política

Los 45 dólares del crudo argentino

Barril criollo. Las tensiones en torno al nuevo precio Advertencia de la Ofephi. Las provincias petroleras advierten que controlarán el valor de liquidación. El organismo afirma que hay refinadoras que quisieron pagar menos.

L

as provincias que integran la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) expresaron formalmente a las empresas productoras que controlarán, de acuerdo con sus competencias, que la comercialización de petróleo en el mercado interno se haga al precio de 45 dólares por cada barril, tal como lo estableció el decreto presidencial 488 de mayo.

El posicionamiento de las provincias fue plasmado a través de una nota enviada a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), ante el intento que los gobiernos provinciales les adjudican a refinadoras de aplicar un precio de compra por debajo del reglamentado.

La cota de 45 dólares establecida por Nación había sido un reclamo de tres meses de los gobiernos provinciales con áreas petroleras, para poder conseguir un valor de liquidación que apuntale la recaudación provincial vía regalías, ante dos variables internacionales que impactan sobre el país: por un lado, la baja de precios producto de excedentes de crudo en un contexto de recesión mundial y, por el otro, la llegada de la pandemia del coronavirus que agravó ese cuadro previo.

Desde marzo, el gobierno nacional buscó un acuerdo puertas adentro de la industria, en medio de tensiones entre productoras y empresas integradas (producen y refinan su crudo). El debate pasaba por cómo se distribuiría en toda la cadena de producción y refinación el costo de la medida, con las fabricantes de combustibles y derivados poniendo el grito en el cielo.

Ese acuerdo, que finalmente no se terminó dando, fue zanjado con la decisión política que implico el decreto 488 de mayo.

Pero las provincias productoras sostienen

“Las empresas deberían saldar sus diferencias en el marco comercial, respetando el precio decretado”.

OMAR GUTIÉRREZ El gobernador fijó su posición.

La postura del gobierno neuquino

La demanda de combustibles y el barril Las expectativas acerca de que en el corto plazo la actividad económica mundial empiece a incrementarse, tocan de cerca al barril de crudo Brent, que esta semana llegó a los 40 dólares, un valor que no tenía desde la curva descendente en la que estuvo desde marzo.

También algo de eso se puede apreciar en los datos de consumo de combustibles en el país, con ventas cercanas al 63 por ciento de lo habitual en las bocas de expendio de naftas y con subas

que durante los últimos días hubo ofertas de compra de las refinadoras que perforaban el piso de los 45 dólares por barril fijado por el decreto.

En la nota enviada a la CEPH, los gobiernos provinciales que integran la Ofhepi, entre ellos Neuquén, plantean: “Cumplimos en informar que desde las provincias (…) nos abocaremos a controlar, en lo que a nuestro ámbito de aplicación corresponda, al estricto cumplimiento de dicha norma, tomando acciones legales que correspondan en los casos que se detecte un incumplimiento”.

también en el despacho de gasoil.

Se puede decir que es un repunte respecto del derrumbe del 80 por ciento en el consumo de combustibles en los primeros días de la cuarentena lanzada en marzo en todo el país.

Desde entonces, las petroleras hicieron alguna venta al exterior, pero principalmente acopiaron su crudo en tanques sobre el Atlántico.

Es el petróleo que no pudieron comercializar en el mercado interno por la caída de la venta de combustibles, principal eje de consumo para la producción argentina.

“Las empresas que compran petróleo tienen que respetar los 45 dólares por barril que estableció el gobierno nacional. Lo mismo ocurre para liquidar las regalías que le corresponden a la provincia. Hay una situación de fricción entre las empresas que solo producen y las que además tienen producción y venta de combustibles”, dijo el gobernador Omar Gutiérrez.

“Esas diferencias tendrán que salvarlas en el marco comercial, respetando el acto administrativo que ha fijado el presidente de la república”, dijo el neuquino, quien destacó el “gesto que tuvo Alberto Fernández” con el decreto del barril criollo, “porque no es que se levantó un día y se le ocurrió dictar este decreto, sino que es fruto de un debate que llevó aproximadamente 90 días y ciertos actores del sector privado no llegaron entre ellos a un acuerdo”, planteó el mandatario en alusión a las tensiones por el nuevo valor del precio del crudo en el país.

La provincia había sido una promotora del nuevo precio, al que siempre concibió como una forma de obtener recursos en medio de la crisis por el coronavirus

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idas y vueltas

El petróleo en el último año El decreto 566

En agosto pasado, el gobierno de Mauricio Macri le puso un techo al precio interno del crudo. No podía superar la barrera de 50 dólares, pero con una cotización inicial para esa moneda de 45 pesos.

El primer freno al precio

La medida, lanzada para evitar subas de combustibles, impuso un primer freno en la industria. En la transición política hacia el nuevo gobierno, se paralizaron las inversiones, también a la espera de una resolución del frente económico.

Los surtidores

Tampoco el gobierno anterior autorizó subas en los combustibles. Solo algunas variaciones en el valor del crudo, conforme la devaluación de la moneda se acentuaba. Con todo, la parálisis en los campos petroleros empezaba a incrementarse.

El precio sostén

En marzo, primero por la crisis mundial del valor del crudo y luego por la llegada del coronavirus, las provincias petroleras empezaron a ver con buenos ojos la aplicación de un nuevo precio interno. Luego de tres meses de debate, llegó por un decreto nacional.

LMNEUQUéN - sábado 6 de junio DE 2020

Energía Neuquina

Mundo

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Arabia Saudita y Rusia siguen liderando el diálogo global

OPEP+, contra los países que no cumplen con su parte del pacto

El eje central de una nueva discusión es un refuerzo a los recortes de la producción. A un grupo de países “rezagados” tratan de hacerlos ejecutar su parte. david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

M

ucha ansiedad genera en los mercados un nuevo encuentro entre los países productores de petróleo más importantes que podría apalancar el precio del barril. Esta semana subió en torno a los u$s 40, pero un esfuerzo adicional mejoraría la viabilidad de los proyectos que siguen en pie y, principalmente, los ingresos de los países que dependen de los hidrocarburos.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y su aliado fuera del cartel, Rusia, están en nuevas conversaciones tendientes a reforzar el recorte de producción que llega a 9,7 millones de barriles por día, el 10% del consumo mundial. Ante la estrepitosa caída de la demanda y los problemas de almacenamiento de crudo en el contexto de la pandemia del nuevo coronavirus COVID-19, el objetivo de las naciones que mueven la aguja en el mercado petrolero es llegar a un acuerdo de recorte aún mayor. Un recorte como nunca se ha visto en la historia.

Los productores de petróleo en el grupo que dieron a llamar OPEP+ querían tener todo listo para una videoconferencia ministerial solamente si Irak y otros gobiernos que no han cumplido plenamente los recortes existentes al bombeo acuerdan adherirse a lo pactado.

Esta información es la que confirmó Reuters y habría sido el principal motivo del retraso de la reunión clave para discutir una potencial extensión de los recortes existentes.

Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait no tienen confirma-

EXPECTATIVAS El precio del barril cierra estable mientras el mercado espera claridad de la OPEP+.

crisis petrolera

Almacenamiento. Los buques tanque siguen siendo una opción para guardar el petróleo En medio del derrumbe de la demanda de energía y combustibles en el mundo, los grandes ganadores fueron las empresas navieras con distintos tipos de buques de almacenamiento de petróleo. Esos eran de los pocos lugares disponibles, dado que las refinerías y tanques de reserva estaban al límite por la sorpresiva destrucción de la demanda ante las medidas de confinamiento en distintos países, especialmente durante abril.

En las costas del golfo de México, los buques guardaban cada uno hasta dos millones de barriles de crudo WTI. Algo similar pasa en Europa, donde los datos de MarineTraffic muestran miles de embarcaciones con crudo tipo Brent navegando las aguas del mar del Norte.

Petrobras anunció que sumó cuatro nuevos buques a su flota de 20 para descargar el petróleo que extraen en los pozos del presal, yacimientos que están en aguas muy profundas.

La Eagle Petrolina será la primera en llegar desde Singapur en julio. Los otros tres buques arribarán en julio, agosto y octubre. das intenciones de prorrogar los recortes voluntarios de bombeo en el orden de los 1,18 millones de barriles diarios después de junio, cuando termine el pacto actual, lo que indica que la oferta de crudo podría aumentar el próximo mes, independientemente de cualquier decisión de la OPEP+.

No todos cumplen su parte

Sin embargo, Arabia Saudita y Rusia, actores clave de la OPEP+, quieren extender el nivel actual de recortes. Argelia, que actualmente lleva la presidencia de la OPEP, propuso una reunión esta semana, pero hubo discusiones sobre el bajo cumplimiento de algunos pro-

ductores como Irak y Nigeria.

Estos países no han alcanzado los niveles pactados en recortes previos de la OPEP+, han mostrado un menor apego a los objetivos implementados desde mayo que los productores de la OPEP en el golfo Pérsico, como Arabia Saudita.

La OPEP+ acordó reducir el suministro de crudo en 9,7 millones de barriles por día durante mayo y junio, después de que la crisis del coronavirus diezmó la demanda.

“La OPEP parece condenada si lo hace y condenada si no lo hace, respecto de extender las reducciones de producción en el corto plazo”, dijo Jim Ritterbusch, presidente de Ritterbusch and Associates, en declaraciones reproducidas por Reuters.

“Cualquier decisión de renunciar a cualquier extensión de los actuales recortes desencadenaría una ola de ventas a corto plazo, mientras que un acuerdo para extender los recortes más allá del próximo mes tendría implicaciones bajistas de más largo plazo, ya que probablemente se necesitarían ajustes al alza de las previsiones de producción de esquisto del tercer trimestre”, explicó.

Los precios del barril de petróleo se duplicaron desde que cayeron a menos de 20 dólares por barril en abril, pero la indecisión de la OPEP+ tuvo influencia sobre su cotización desde el miércoles, manteniéndolo en el orden de los u$s 40.

Algunos analistas consideran que los precios del petróleo mejorarán más de lo esperado en 2021. Incluso en valores superiores a los futuros que se pueden ver actualmente.

Estos precios llegarían a u$s 50 por barril.

Los productores están aliviados de que los recortes a la oferta hayan contrarrestado la caída de la demanda causada por los confinamientos globales para frenar la propagación del coronavirus. El levantamiento de esas restricciones está ayudando a una recuperación de la demanda

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Energía Neuquina

Otras cuencas

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Conversaciones para evitar el colapso en el golfo

Chubut. Reuniones para afrontar la crisis pyme Con el gobernador. Mariano Arcioni recibió a los dirigentes de la cámara de empresas regionales de la Cuenca del Golfo San Jorge.

E

l gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, mantuvo una reunión con miembros de la Cámara de Servicios Petroleros del Golfo San Jorge para analizar la situación actual del sector, y se comprometieron a trabajar en conjunto en busca de mejorar la productividad y mantener los puestos de trabajo.

Del encuentro participaron el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, el presidente de la entidad, Ezequiel Cufré, y el vicepresidente, Gustavo Twardowski.

Arcioni sostuvo que el encuentro fue

“para seguir monitoreando la productividad de la cuenca y la situación del sector pyme, el cual viene bastante castigado”.

“Este es un sector muy importante para la economía regional y provincial, y por esa razón nuestros esfuerzos están centrados en darle todo el apoyo necesario desde el Gobierno”, expresó el mandatario.

Por su parte, el ministro Cerdá agregó: “Se hizo un análisis y un pantallazo de lo que estamos realizando desde el gobierno provincial en base a la pandemia, no solo con las cuestiones de salud, sino monitoreando el sector productivo de nuestra

provincia”.

“La cámara puso a todo su equipo a disposición para colaborar y ayudar. Acordamos que nos reuniremos con el sector gremial para ver de qué manera atravesaremos estos meses, sobre todo apuntalando al sector pyme y cuestiones de índole financiera que son preocupantes”, explicó

el ministro chubutense.

“Comenzaremos a trabajar en estos escenarios más complicados para afrontar estos meses los sueldos y aguinaldos. En estos días hablaremos con las operadoras y el sector gremial para buscar alternativas que nos lleven a superar esta crisis”, concluyó Cerdá

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Jorge Ávila: “YPF se encuentra en una crisis económica y de funcionamiento”

COVID-19: reclaman que se lo incluya en la ART como posible enfermedad laboral

El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila, tuvo videoconferencias con referentes de las principales operadoras para evaluar el impacto del acuerdo salarial y empezar a delinear un nuevo convenio. Ávila y su colega de los jerárquicos José Llugdar se vieron con el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, y en otra reunión con el nuevo CEO de YPF, Sergio Affronti.

“Cada vez cuesta más encontrar el

La Mesa Cuatripartita de la Cuenca del Golfo San Jorge tuvo una reunión por videoconferencia donde se puso especial foco en la implementación de los protocolos de higiene ante la pandemia del COVID-19.

Bernabé Araujo, referente del sindicato jerárquico de la cuenca, manifestó que a fines de marzo, cuando inició el aislamiento social, preventivo y obligatorio, encontraron trabas en las

equilibrio que se necesita, lo que hace que el costo que vamos que pagar los trabajadores sea que cada vez haya más espera y más gente en la casa”, dijo Ávila.

“YPF está en una crisis económica y de funcionamiento muy grande, que hace que sea una de las operadoras de más riesgo en la región, pero que todavía en Comodoro Rivadavia tiene el segundo lugar en cantidad de trabajadores y de producción, así que es algo que nos preocupa”, agregó.

ART con esta nueva enfermedad por coronavirus.

“Las ART no querían reconocer al COVID-19 como una posible enfermedad profesional.

Los que están más expuestos son los trabajadores de salud, pero nosotros también como actividad exceptuada”, sostuvo.

Finalmente, el Ministerio de Trabajo de la Nación les dio la razón a los gremios petroleros en este reclamo.

LMNEUQUéN - sábado 6 de junio DE 2020

ypf

celebra sus 98 años La petrolera fundada en 1922 se acerca al centenario con su impronta en la industria.

Energía Neuquina

En foco

1916

1922

LA CREACIÓN En 1907 existía la Dirección de Explotación, que oficiaba de empresa productora.

Las obras petroleras en la presidencia de Hipólito Yrigoyen cierran con la creación de YPF en 1922.

precios del gas natural en el mundo El break Even gasífero

según país productor

El gas puede ser una gran fuente de ingresos y ayuda a desplazar el diésel. Sin embargo, la Natural Resource Governance Institute (NRGI) recomienda diversificar y lograr una “combinación energética”. El informe de la NRGI apunta cuáles son los precios de equilibrio promedio para proyectos de gas en los 20 principales países productores .

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2008

LA DIREcCIÓN El 3 de junio se emite el decreto y el primer director de YPF sería el general Enrique Mosconi, quien le dio su propio perfil a la primera petrolera estatal integrada de América.

Argelia Egipto China Malasia Indonesia Uzbekistán Turkmenistán Rusia Argentina Pakistán Noruega Omán Estados Unidos Emiratos Árabes Australia Nigeria Canadá Irán Qatar Arabia Saudita

e

las oficinas Con una inversión de 134 millones de dólares, YPF inaugura su torre en Puerto Madero. Un lujoso edificio destinado a centralizar la actividad administrativa y operativa de la compañía.

u$s 2,54 Fue el precio en la Argentina de subasta de mayo de gas por millón de BTU para generación eléctrica.

0

2

4

u$s por MBTU

costos de exploración y desarrollo de petróleo y gas

uN BALANCE TOMANDO a LAS PRINCIPALES 102 COMPAÑÍAS DE LA INDUSTRIA EN TODO EL MUNDO Los costos de exploración y desarrollo para proyectos de hidrocarburos tienen como parámetro de comparación a 102 compañías de las más grandes del sector. Varias empresas han publicado los resultados financieros del primer trimestre de 2020, pero algunas, señala la Agencia de Información de Energía (EIA, según sus siglas en inglés), anunciaron retrasos en su publicación como resultado del cierre de oficinas y las interrupciones del personal relacionadas con los esfuerzos de mitigación del COVID-19 y su pandemia. EIA prepara un informe anual de reservas probadas de petróleo natural y gas natural de Estados Unidos que se centra exclusivamente en las ubicadas en ese país, incluidos todos los productores estadounidenses (que cotizan en bolsa).

600 Billones de dólares 500

400

Europa Canadá

300

Resto del mundo 200

Medio Este y África América Latina

100

0

Rusia, Asia Central y Asia Pacifico Estados Unidos 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Guyana. Auge y desafíos de transparencia EITI considera que el gobierno debe publicar los contratos para someterlos a escrutinio público.

Los descubrimiento de petróleo en Guyana convirtieron a este país pobre en un jugador importantísimo en el mercado. Incluso, desde la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) lo miran con recelo al considerar que no seguirá la pauta de recortes de crudo para equilibrar los precios del barril ante el coronavirus.

Todo parecía mejorar para el pequeño país sudamericano; sin embargo, la suerte inesperada en los precios del petróleo trastocó las expectativas de enriquecerse rápidamente y las perspectivas de convertirse en una nación líder en la producción de petróleo.

La Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI) apuntó recientemente que “frente a las repercusiones del

COVID-19, la publicación de los contratos y los acuerdos de ventas de Guyana se vuelve aún más oportuna e imperiosa”.

En junio de 2016, confirmaron uno de los mayores descubrimientos de petróleo crudo a unos 200 kilómetros de la costa de Guyana. Al año siguiente, el gobierno publicó el contrato celebrado y se posibilitó un escrutinio público de los términos de uno de los acontecimientos más importantes del país en los últimos años.

“Las demandas públicas por más información continúan, especialmente en relación con los acuerdos que rigen las ventas de petróleo. En febrero, el gobierno se comprometió a brindar datos sobre estos acuerdos.

Gracias a ello, los ciudadanos podrán someter a las empresas y a su gobierno a rendir cuentas toda vez que realizan transacciones que tienen un impacto significativo en las rentas públicas”, apunta EITI

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Energía Neuquina

Escribe Fernando Castro Editor +e

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uáles son las opciones que tiene el país en medio de la debacle económica mundial a la que Argentina le agrega sus varios condimentos extra? La pregunta se abre paso en medio de un momento crucial: la negociación con los tenedores de deuda, ese primer capítulo pendiente desde hace varios meses, tantos como que el mundo era otro cuando el interrogante ya se prefiguraba entre los puntos en suspenso para saber qué era del reino de lo posible en materia económica.

En ese momento también comenzaba a tomar forma un proyecto de ley para blindar Vaca Muerta, que luego habría corrido su eje hacia un espectro más amplio al incluir a todas las cuencas productoras, según se dice. Porque lo cierto es que nadie conoce ese proyecto, que el ministro de Desarrollo Productivo Matías Kulfas ahora dice que Nación enviará al Congreso cuando haya condiciones.

También desde entonces, y ahora, rigen las generales de la ley: será muy difícil

Opinión

sábado 6 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Un poco de futurología en medio de la ola brava para el país atraer inversiones sin ese marco general previo, la negociación de la deuda, que implicará un desafío mayúsculo para Argentina en los próximos años, y para el que necesitará reimpulsar su sector industrial.

En el abanico de opciones acaso sigan estando las mismas: aquello que se conoce como “el campo”, el entramado de productores, inversores y corporaciones que es parte vital de la vida económica argentina. Y el sector petrolero, y Vaca Muerta en particular, que fue una usina generadora de recursos, con inversiones por unos 5000 millones de dólares anuales, algo así como la tercera parte de las reservas que hoy tendría el Banco Central de la República Argentina (BCRA).

La realidad de ese nivel de actividad, ahora en su crisis más profunda por la caída de precios del crudo (hoy en tendencia alcista) y el coronavirus, parece una quimera.

Pero lo cierto es que también la velocidad de los cambios en la industria suelen darse con la misma rapidez. ¿Una ley puede contribuir a ese esquema

de estabilidad con ciertas garantías?

Puede que sí. Sería una señal. De hecho lo es que un ministro nacional revitalice el tema como lo hizo Kulfas esta semana, planteando un hipotético camino legislativo para ese cuerpo normativo.

Sin embargo, no es algo que les quite el sueño a las empresas productoras. Claramente, el grueso de ellas solo pedirían un mercado sin intervenciones (locales) y garantías para poder exportar el crudo excedente en el país.

El plan había funcionado desde el 2016 hasta agosto del 2019 con algún que otro sobresalto: un crecimiento constante de la producción no convencional, el ingreso de miles de millones de dólares y la promesa cercana de, en aquel mundo, poder salir con exportaciones de petróleo y gas.

Argentina tiene la posibilidad de bombear 200.000 barriles de petróleo adicionales desde Neuquén, en dirección al Atlántico y hacia el Pacífico.

Sería por oleoductos que están ociosos, como el testimonio de lo que podrían ser y no son.

De nuevo: una ley es importante y acaso podría ofrecer un estímulo adicional a las inversiones. También es cierto que el actual proceso incluye una etapa de construcción de confianza. ¿Cuál es la política energética del actual gobierno? ¿Pudo o no haber hecho algo más que lo que parece comenzar a hacer ahora? Nadie dice que el contexto sea el adecuado. Sino que algún día hay que empezar.

La designación de autoridades en YPF parece ir en ese sentido. La empresa, principal motor energético del país, está presionada por su deuda de corto plazo.

Quizás haya ahí una primera clave para medir la velocidad de los sucesos por venir. Necesita generar ingresos y decidir de dónde y cómo los obtendrá. Claro, al país no le alcanzará solo con ese movimiento. Argentina necesitará exportar más petróleo y gas para descomprimir al BCRA. Nación parece dar señales de que lo entiende más claramente. Aunque por estas horas todo se trate de rendir un examen central, que tiene la conocida cara de los acreedores externos.